Обоснование целесообразной очередности и сроков ввода гидроэнергоустановок

ОБОСНОВАНИЕ ЦЕЛЕСООБРАЗНОЙ ОЧЕРЕДНОСТИ И СРОКОВ ВВОДА ГИДРОЭНЕРГОУСТАНОВОК В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ
Шарыгин В. С., доктор техн. наук
СЗО Энергосетьпроекта

На каждом очередном этапе развития электроэнергетических систем (ЭЭС) обычно имеются возможности сооружения ряда гидроэнергоустановок (ГЭС и ГАЭС), которые могут существенно различаться по своей эффективности.
В связи с этим, а также ограничениями по использованию мощности в графике нагрузки возникает задача выбора целесообразной очередности и сроков ввода в ЭЭС гидроэнергетических и других конкурирующих с ними пиковых энергоустановок (ЭУ) с ограниченным ресурсом суточной энергии (воздухоаккумулирующих газотурбинных электростанций — ВАГТЭС и др.).
Непосредственное сопоставление и принятие решений исходя из минимума собственных затрат в энергоустановки неправомерно, поскольку они различаются по энергетическим показателям и характеру использования, а значит, и своему влиянию на структуру генерирующих мощностей и режим ЭЭС, что обусловливает неравноценность конкурирующих ЭУ с точки зрения сопряженных (связанных с их вводом) системных затрат.
Действующими методиками предусматривается, что народнохозяйственная эффективность энергетических объектов определяется экономичностью их по сравнению с заменяемым вариантом развития генерирующих мощностей ЭЭС, а не относительно друг друга.
Поэтому более обоснованным является сопоставление конкурирующих ЭУ по величине получаемой экономии затрат при их вводе, по сравнению со своим заменяемым вариантом, т. е. более экономичными являются те установки, у которых указанная экономия выше.
Однако такое достаточно простое решение задачи возможно лишь в условиях, когда рассматриваемые ЭУ не оказывают взаимного влияния на эффективность друг друга.
В действительности, занимая определенную часть графика нагрузки ЭЭС, ранее введенные установки изменяют характер использования мощности и влияния на энергосистему следующих в порядке ввода ЭУ, что сказывается на показателях их системной эффективности, а также основных системных параметрах (установленной мощности и суточном ресурсе энергии ЭУ).
Из этого следует, что при наличии возможности сооружения в ЭЭС ряда пиковых ЭУ должно производиться их совместное технико-экономическое обоснование, включающее в себя выбор целесообразной очередности, сроков ввода и системных параметров ЭУ¹.
В изложенной постановке задачи, предусматривающей рассмотрение всей возможной комбинаторики по очередности, срокам ввода и параметрам ЭУ, строгое ее решение требует применения достаточно трудоемких и сложных для практики методов динамического программирования.
Более эффективным в этих условиях представляется применение предлагаемого далее способа, основанного на методе декомпозиции, т. е. решении задачи по частям с последующей итеративной увязкой результатов.
Первоначально по изложенной в [1] методике, условно в предположении первоочередного ввода каждой из рассматриваемых ЭУ, производится выбор их системных параметров и для предварительно принятых на основе этого параметров определяется целесообразная очередность и сроки ввода энергоустановок в систему.
Для полученной таким образом очередности и сроков ввода ЭУ производится уточнение их параметров и вновь выполняются расчеты по определению целесообразной очередности и сроков ввода энергоустановок и так до практической сходимости результатов (обычно достаточно 2—3 итераций расчетов).
Критерием эффективности в указанных расчетах, как и при независимом обосновании ЭУ, является получение максимально возможной экономии приведенных затрат по сравнению с заменяемым вариантом развития ЭЭС.
В данном случае, при сопоставлении целой совокупности ЭУ, наивыгоднейшим является вариант их развития, характеризующийся наибольшей суммарной экономией динамических приведенных затрат за весь затрагиваемый вводом рассматриваемых ЭУ период развития ЭЭС.

¹ В настоящее время в проектной практике пиковые энергоустановки обычно обосновываются независимо друг от друга, исходя из принятых на основе общих соображений очередности и сроков ввода, для которых производится и выбор системных параметров ЭУ.     

Для обеспечения энергетической сопоставимости сравниваемых вариантов они в каждом году указанного периода приводятся к одинаковому эффекту по суммарной используемой мощности и выработке энергии.
В качестве выравнивающих принимаются замыкающие электробаланс в соответствующих зонах графика нагрузки ЭЭС электростанции (ГТЭС, ППКЭС и др.).
Наибольшую сложность в указанных расчетах представляет определение для каждого года расчетного периода отвечающих рассматриваемым вариантам очередности, срока ввода и параметров значения затрат заменяемого варианта обосновываемых ЭУ, которые принципиально должны учитывать все связанные с их вводом изменения в структуре генерирующих мощностей и режиме ЭЭС.
Для этой цели может быть использована предложенная в [2] методика. В соответствии с этой методикой на основе расчетов оптимизации структуры ЭЭС для рассматриваемых этапов ее развития строятся номограммы изменения удельных приведенных затрат заменяемого варианта обосновываемых ЭУ (для равной очередности их ввода) в зависимости от установленной мощности и суточного числа часов ее использования. С помощью указанных номограмм достаточно просто могут быть определены затраты заменяемого варианта для всех рассматриваемых в процессе сопоставления вариантов развития и параметров обосновываемых ЭУ сочетаний их установленной мощности и суточного ресурса энергии.
Для снижения трудоемкости расчетов разработана программа для ЕС ЭВМ.
Практические расчеты с помощью указанной программы были выполнены для ОЭС Северо- Запада на примере возможных к сооружению в период 1991—2000 гг. трех пиковых энергоустановок: ГЭС, ГАЭС и ВАГТЭС. Расчеты выполнялись для системных параметров (табл. 1), принятых на основе предварительных расчетов, которые затем были уточнены для полученной оптимальной очередности и сроков ввода переустановок (в результате этого несколько изменились параметры ГАЭС).
Потребность энергосистемы в пиковой мощности на рассматриваемом этапе ее развития находится в пределах 150—1500 МВт. В этих условиях полное использование мощности обозреваемых установок будет к 2005 г., что определяет продолжительность рассматриваемого расчетного периода.
Сопоставлялись следующие варианты последовательности ввода энергоустановок:
ГЭС, ГАЭС, ВАГТЭС;
ГЭС, ВАГТЭС, ГАЭС;
ГАЭС, ГЭС, ВАГТЭС;
ВАГТЭС, ГЭС, ГАЭС¹.

Таблица 1

Параметр	ГЭС	ГАЭС	ВАГТЭС	Всего
Установленная мощность, МВт	300	1300	500	2100
Суточный ресурс энергии, млн. кВт-ч	1,5	7,3	2,5	11,3
Суточное число часов использования мощности, ч	5,0	5,6	5,0	5,4

Таблица 2

Вариант очередности ввода энергоустановок	Через 2 года	Через 3 года	Через 4 года
ГЭС, ГАЭС, ВАГТЭС	4,54	4,99	4,74
ГЭС, ВАГТЭС, ГАЭС	—4,23	—2,24	—7,36
ГАЭС, ГЭС, ВАГТЭС	9,49	10,46	10,29
ВАГТЭС, ГЭС, ГАЭС	—5,88	—2,0	—9,61

В каждой из них рассматривалось 8 вариантов сроков ввода ЭУ как с равными интервалами ввода последующих установок (через 2, 3, 4 года), так и неравными (например, вторая через 2, а третья через 4 года и др.).
На основе расчетов оптимизации структуры и вписывания в график нагрузки энергосистемы на «рубежные» годы (1995, 2000 и 2005 г.) для разной очередности ввода ЭУ были определены удельные значения затрат заменяемого варианта и величины используемой мощности энергоустановок, а путем интерполяции и для остальных лет расчетного периода.
Далее по изложенной методике с помощью указанной программы были выполнены расчеты по сопоставлению возможных вариантов развития ЭУ (время расчета на ЭВМ ЕС-1045 — 10 мин). В табл. 2 представлена экономия суммарных динамических приведенных затрат (по сравнению с заменяемым вариантом развития энергосистемы) в миллионах рублей в год.

¹Учитывая высокую проектную готовность и ведущиеся работы по подготовке строительства рассматриваемой ГЭС, ее вредность ввода в указанных последовательностях принимаюсь не далее второй.

Анализ результатов расчетов показал, что в зависимости от очередности и сроков ввода эффективность отдельных ЭУ (как и в целом вариантов их развития) существенно изменяется вплоть до перехода эффективных в одной очередности ЭУ в разряд неэффективных в другой очередности их ввода.

Последнее относится к ГЭС и ВАГТЭС, тогда как ГАЭС эффективна (но в разной мере) во всех возможных вариантах очередности и сроков ввода рассматриваемых ЭУ.
Выполненные расчеты подтвердили, что ЭУ с ограниченным ресурсом суточной энергии могут оказывать существенное взаимное влияние на эффективность друг друга. Поэтому в общем случае неправильно производить независимое обоснование и выбор системных параметров ЭУ и вводить их в любой, возможно неоптимальной очередности, поскольку это может привести к существенным экономическим потерям.
Для рассматриваемого примера суммарная экономия динамических приведенных затрат в наивыгоднейшем варианте очередности ввода ЭУ (ГАЭС первая, ГЭС вторая и ВАГТЭС третья) достигает (при шаге ввода через 3 года) 10,46 млн. руб/год по сравнению с перерасходом затрат в наихудшем в размере 5,88 млн. руб/год. Экономия от выбора наиболее экономичного шага ввода второй и третьей установки в оптимальной очередности составляет примерно 1 млн. руб/год.
Указанные данные наглядно свидетельствуют о значительном резерве экономии затрат в ЭЭС за счет рационального выбора очередности и сроков ввода возможных к сооружению пиковых энергоустановок.

ВЫВОДЫ

1. Вследствие экономической и энергетической неравноценности возможных к сооружению гидроэнергетических и других пиковых энергоустановок с ограниченным ресурсом суточной энергии, а также их взаимного влияния на эффективность друг друга возникает задача совместного обоснования, включающего в себя выбор целесообразной очередности, срока ввода и системных параметров энергоустановок.
2. Указанная задача должна решаться путем сопоставления возможных вариантов очередности, срока ввода и системных параметров для всей совокупности обосновываемых энергоустановок (по величине суммарной экономии динамических приведенных затрат в сравнении с заменяемым вариантом развития генерирующих мощностей ЭЭС).
3. Выполненные на примере ОЭС Северо-Запада расчеты совместного обоснования возможных к сооружению в период до 2000 г. энергоустановок (ГЭС, ГАЭС, ВАГТЭС) показали, что за счет рационального выбора очередности, сроков ввода и системных параметров установок может быть получена весьма значительная экономия затрат в энергосистеме.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Шарыгин В. С. Обоснование и выбор энергетических параметров ГАЭС в динамике развития энергосистем. —  Гидротехническое строительство, 1984, № 2.
2. Шарыгин В. С. Совершенствование методов обоснования развития генерирующих мощностей энергосистем. — Электрические станции, 1984, № 2.

От редакции
Рассматриваемая в статье задача представляет интерес для практики проектирования перспективного развития энергосистем. Вместе с тем редакция считает необходимым отметить, что на основании статьи нельзя сделать однозначного вывода о преимуществах предлагаемого метода над существующими. Необходим более глубокий сравнительный анализ методов с проведением расчетов в процессе реального проектирования.